Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Тяжелые нефти Восточно-Европейской платформы игидрогеологические условия их формирования

ВАК РФ 04.00.11, Геология, поиски и разведка рудных и нерудных месторождений, металлогения

Автореферат диссертации по теме "Тяжелые нефти Восточно-Европейской платформы игидрогеологические условия их формирования"

ТБ ОЬ

11а правах рукописи

Кузнецова Татьяна Анатольевна

Тяжелые нефти Восточно-Европейской платформы и гидрогеологические условия их формирования

Специальность 04.00. II.--Геология, поиски и разведка рудных и нерудных месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени доктора геолого-минералогичяееких наук

Санкт-Петербург 1998

Научный руководитель

Официальные оппоненты:

д.г.-м.н. Павлов Александр Николаевич дл.-м.н. Плотников Александр Александрович д.г.-м.н. Высоцкий Эдуард Александрович

Защита состоится 28.12.1998 на заседании диссертационного совет;

Л 111111 К ГIII Северо-западного филиала Российского исслело

1 1

вательского института культурного н природного наследия, г. Санкт-Петер бург, Английский пр., I.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Северо-западногс филиала PI 11111 культу рного и природного наследия. Автореферат разослан <2 «Р. ¿А ^ ._____

Ученый секретарь диссертационного совета

И.С. Фролов

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Обеспечение нефтяной промышленности запасами углеводородного сырья (УВС) является актуальной проблемой для России и многих других регионов мира. Современный этап освоения разведанных запасов нефти и газа характеризуется значительным дефицитом традиционных источников углеводородного сырья в большинстве бассейнов суши и особенно — в старых нефтедобывающих районах.

Наряду с традиционными ресурсами энергоносителей все большую роль в балансе топливного сырья начинают играть нетрадиционные (альтернативные) источники УВС, значительное место среди которых занимают тяжелые высоковязкие нефти (ТВВН); их запасы относятся к разряду трудно-извлекаемых. Интерес к ним вызван как потребностью в наращивании добычи углеводородов, так и развитием тепловых методов разработки, применение которых позволяет более эффективно извлекать тяжелую высоковязкую нефть. Как показывает зарубежный опыт, дальнейший существенный прирост запасов углеводородного сырья на промышленно нефтегазоносных территориях может быть обеспечен путем освоения более низкосортных его источников. Особое значение это имеет в связи с необходимостью обеспечения разведанными запасами УВС нефтедобывающих организаций Тимано-Пе-чорской и Волго- Уральской провинций. В течение длительного времени они являются одними из основных баз нефтяной промышленности России, имеют развитую инфраструктуру и содержат истощенные разведанные запасы, требующие восполнения за счет нетрадиционных ресурсов углеводородного сырья и, в частности, тяжелых вязких и высоковязких нефтей. На долго этих двух провинций приходится около 90% всех известных ресурсов ТВВН страны. Важным направлением использования тяжелых высоковязких нефтей является извлечение из них редких и рассеянных элементов, в первую очередь ванадия, никеля, кобальта, молибдена, что приведет к существенному снижению себестоимости других продуктов переработки тяжелой нефти.

Знание гидрогеологических условий формирования и преобразования тяжелых нефтей, характеризующихся специфическими особенностями, является важным и актуальным для поисково-разведочных работ на нефть, повышения эффективности методов их разработки при правильной и информационно обоснованной организации и планировании геологоразведочных и эксплуатационных работ.

Цель и задачи исследований. Цель работы ~ выяснениие гидрогеологических условий, закономерностей формирования залежей тяжелых нефтей и прогноз их распространения на территории Восточно-Европейской платформы (Тимано-Печорская и Волго-Уральская нефтегазоносные провинции (НГП)). Для реализации этой цели решались следующие задачи:

- анализ гталеоптдрогеологических условии развития региона и формирования залежей ТВВН, выделение палеогидрогеологических циклов и их характеристика;

- исследование влияния гидрохимических факторов (минерализация, сульфатность вод, содержание в них аммония) ira размещение и преобразование залежей ТВВН;

- выявление гидрогеологических условий формирования залежей

ТВВН;

- выявление и оконтуривание ареалов и прогноз распространения залежей ТВВН в нефтеносных комплексах.

Защищаемые научные положения представлены в виде следующих тезисов.

1). Широкое развитие залежей тяжелых нефтей в Тнмано-Печорскои и Волго-Уральской 11ГП обусловлено длительностью процессов геохимического преобразования иефтей, начавшегося с герцинскими тектоническими движениями и продолжавшегося до настоящего времени. Перестройка структурного плана регионов, особенно активная в пермское и более позднее время, привела к интенсификации миграционных процессов иефтей и активному преобразованию их фракционного и химического состава.

Низкое содержание сульфатов в подземных водах терригепных отложений средиедевонско-франского возраста при одновременно высоком содержании серы в нефтях этих же отложений рассматривается как следствие изменения палеогидрохимической обстановки биологического восстановления сульфат-иона бактериями и вступления серы в реакцию с металлами и смолами нефтеГт.

2). Химический состав нефтей имеет свою специфику в различных нефтегазоносных провинциях Восточно-Европейской платформы. В Тимано-Печорской и Волго-Уральской НГП основной тип нефтей смолистый и высокосмолистый, сернистый и высокосернистый, малопарафинистый и парафи-иистый. В Тимано-Печорской и Волго-Уральской НГП доминируют высокосмолистые, парафшгистые и высокосернистые нефти (соответственно сыше 70% и свыше 90% разведанных запасов).

Различие в химическом составе тяжелых нефтей венда и палеозоя (по серосодержанию, смолам и групповому составу) свидетельствует об их генетической самостоятельности.

3). Основным фактором формирования залежей тяжелых вязких и высоковязких нефтей является потеря легких фракций в зонах разрывных дислокаций. а также гидрогеохимическое и биохимическое окисление нефтей в зонах палео- и современного гипергенеза. Подземные воды, являющиеся в зонах гипергенеза носителями окислителей н средой с активной микрофлорой, принимали основное участие во вторичных преобразованиях нефтей, их' обогащении тяжелыми фракциями.

4). Комплексный палеогидрогеологический и. геохимический анализ условий формирования выявленных залежей ТВВН позволяет обосновать прогноз размещения новых залежей и оконтурить ареалы развития ТВВН в Тимано-Печорской и Волго-Уральской НГП.

Практическая ценность работы. В результате комплексных исследований по гидрогеологии и нефтехимии залежей тяжелых нефтей составлены карты перспективных площадей для поиска их в двух крупнейших регионах Восточно-Европейской платформы, что позволяет при успешных геологоразведочных работах получить дополнительные ресурсы углеводородного сырья. Выявленные палеогидрогеологические, геолого-тектонические особенности размещения и формирования тяжелых нефтей рекомендуется использовать и в дальнейшем для достоверного прогнозирования размещения их залежей, последующей разведки и освоения. Установленные значения интенсивности процессов вторичного преобразования нефтей и возможных путей формирования позволяют прогнозировать их состав и свойства.

Научная новизна работы заключается в следующих разработках теоретического и прикладного характера:

- на примере двух крупнейших нефтегазоносных провинций Восточно-Европейской платформы изучены особенности пространственного распределения залежей тяжелых нефтей;

- выявлены основные изменения гидрохимических условий водоносных комплексов платформенного чехла регионов;

- установлены геолого-геохимические закономерности формирования залежей тяжелых нефтей;

- осуществлен прогноз размещения залежей тяжелых высоковязких нефтей по гидрогеологическим показателям в пределах Тимано-Печорской и Волго-Уральской провинций Восточно-Европейской платформы.

Экономическая значимость полученных результатов. Выполненные автором иссследования по двум нефтегазоносным провинциям при благоприятных геологоразведочных работах приведут к увеличению ресурсов и запасов важного дополнительного источника углеводородного сырья и попутных полезных компонентов.

Личный вклад соискателя. Основные положения работы изложены в 10 публикациях без соавторов, в том числе в монографии, где нашли отражение различные аспекты условий размещения залежей ТВВН, особенностей их физико-химического состава, влияния палеогидрохимических об-становок, вопросы генезиса и, наконец, выполнен прогноз распространения залежей тяжелых нефтей Тимано-Печорской и Волго-Уральской НГП. Автором собран обширный материал в объединениях КамНИИКИГС, Пермь-НИПИнефть, ПГО "Ухтанефтегеология".

Апробация работы. Результаты исследований автора нашли отражение в "Федеральной программе развития минерально-сырьевой базы России

на 1994-2000 годы". Основные положения диссертационной работы доложены на Всероссийских и региональных конференциях, совещаниях (Пермь -Государственный университет и Институт Карстоведения, 1994, Екатеринбург, 1994, Санкт-Петербург, 1997), на международных конференциях UNITAR по тяжелым нефтям и битуминозным песчаникам (Казань, 1994, Хьюстон, 1995).

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Выяснение особенностей формирования,в том числе одного из главных факторов - гидрогеологического, необходимо, в конечном счете, для надежного прогноза и успешного проведения поисков залежей тяжелых неф-тей, что возможно осуществить с учетом основных черт геологического строения регионов. Выяснение условий формировавания и распространения ТВВН и разработка научного прогноза на основании установленных закономерностей, выявление новых залежей ТВВН и промышленное их освоение имеют важное народно-хозяйственное и социальное значение. Для двух провинций определены регионы распространения тяжедых нефтей.

Эффективному прогнозу новых залежей тяжелых высоковязких нефтей способствует выяснение закономерностей размещения уже выявленных залежей, изучение их физико-химических особенностей, условий формирования. Природа широко развитых на платформе тяжелых нефтей обусловлена комплексом как современных, так и иалеогидрогеологических, литоло-гических условий залегания. В Тимано-Печорской НГП тяжелые нефти известны в широком стратиграфическом интервале, а залежи их приурочены к высоко приподнятым структурам (гряды Чернова, Чернышева, Печоро-Кож-винский, Ухто-Ижемский мегаватты, Омра-Сойвинсий выступ. Кроме того, обнаружены погребенные залежи в пределах палеоподнятий (Хоседаю-Адзь-винская и Среднепечорская зоны).

В пределах Волго-Уральской НГП залежи ТВВН связаны с пермскими отложениями Мелекесской впадины и обрамляющих ее склонов Южного купола Татарского и Токмовского сводов.

1. Геолого-гидрогеологические условия формирования и размещения тяжелых нефтей Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции

1.1. Нефтегеологическая характеристика Тимано-Печорской НГП.

Тимано-Печорская провинция (ТПП) расположена на Европейском северо-востоке России и занимает обширную территорию площадью около. 320 тыс. км2. В тектоническом отношении эта провинция является частью краевой системы Восточно-Европейской платформы и занимает территорию

в ее северо-восточном секторе между Тиманской грядой на западе, Уральской складчатой системой и складчатой зоной Пай-Хой на востоке.

В осадочном выполнении провинции принимают участие отложения, возраст которых определяется от ордовика до палеогена включительно. Мощность осадочного чехла увелтивается с юго-запада на северо-восток от первых сотен метров до 10-12 км. В нефтегазо- и гидрогеологическом районировании выделяются следующие комплексы: ордовикско-нижнедевон-ский терригенно-карбонатный, среднедевонско-нижнефранский преимущественно терригенный, верхнефранско-турнейский терригенно-карбонатный, пизейско-артинский преимущественно карбонатный, кунгурско-нижне-триасовый преимущественно терригенный, мезозойско-кайнозойский терригенный.

Залежи тяжелой нефти (плотность более 900 кг/м3) широко распространены в пределах ТПП. Запасы их по категориям А-1В-1С1 вместе с накопленной добычей по состоянию тта 01.01.1997 г. оценивались в целом по региону в 35.0% от общих разведанных запасов. По нефтеносным комплексам запасы тяжелых нефтей распределяются следующим образом: на верхнепермско-триасовые отложения приходится 9.0%, на визейско-артин-скне 19.0%, па эйфельско-пашийские — 6.0%.

Распределение тяжелых нефтей по площади региона и разрезу имеет следующие особенности. Они встречены как в окраинноплитных нефтегазоносных областях - ИГО (Восточно-Тиманская, Варандеи-Лдзьвинская и др.), так и во внутриплитных (Печоро-Колвинская, Хорейверская и др.). По разрезу тяжелые нефти выявлены на глубинах от первых сотен метров (Ярегское месторождение) до 1000-2000 м (Усинское и месторождения Варандей-Лдзь-виснкой ИГО) и даже до 3000 м и более (Урернырдское, Западно-Хосе-даюское и др.).

Возраст вмещающих отложений также разлтеп: от нижнесилурийского (Усино-Кушшорское), среднедевонско-нижнефранского (Ярегское) до верхнепермско-триасового (Варандейское, Торавейское и другие месторождения вала Сорокина).

Факторы, влияющие на механизмы формирования залежей тяжелых нефтей, различны. Пространственное и глубинное положение залежей, их геохимические и физико-химические параметры контролируются характером онтогенеза нефти и газа в отложениях различных секций нефтегазоносных бассейнов: многоэтапностыо процессов нефтегазогенерации, взаиморасположением зон генерации и аккумуляции углеводородов, условиями формирования углеводородных систем, их дифференциацией, трансформацией при миграции и консервации.

1.2. Характеристика основных месторождений тяжелых высоковязких нефтей.

Ярегское нефтяное месторождение. Расположено в 8 км к северо-востоку от г.Ухты (рис.1). Залежь находится на самом высоком гипсометрическом уровне среди всех месторождений провинции. Добыча тяжелой нефти уже в течение многих лет осуществляется шахтным способом. В геологическом строении месторождения принимают участие отложения девонского и четвертичного возраста. Согласно нефтегазогеологическому районированию месторождение приурочено к Тиманской НГО. Залежь тяжелой нефти связана с терригенной толщей среднедевонско-нижнефранского комплекса. Плотность нефти составляет 0.945 г/см3. Залежь пластовая, стратиграфически экранированная, глубина залегания кровли до 120 м, общая продуктивная мощность 37.4 м. Содержание смол и асфальтенов составляет 91%, серы - 1.1%, парафина - 0.4-0.45%). Вязкость нефти в пластовых условиях -15000 мПа е., открытая пористость - 0.24-0.26, проницаемость - 2.617 мкм2. Содержание ванадия - 10.92 мг/100 г нефти.

Газовый фактор составляет 12.0 нм3/м3. В составе попутных газов выделяются (% мол.): гелий - 0.03, азот - 1.92, углекислый газ - 2.4, метан -95, этан - 0.41, пропан - 0.13, сумма друпгх гомологов метана около 0.1, сероводород практически не обнаружен. Плотность газа - 0.711 кт/нм3. Давление насыщения попутных газов - 1.3 мПа. Оно не меняется и при пластовом давлении на глубине 121 м, что означает условия практически полного насыщения. Пластовая температура на той же глубине - 6 С.

Подземные воды по классификации В.В. Иванова, Г.А. Невроева (1964) относятся к высокоминерализованным с минерализацией до 35 г/л и являются хлор-кальциевыми. Содержание брома - 50-100 мг/л, значения гидрогеохимических коэффициентов : ^а/гС1 - 0.8-0.9, С1/ Вг - 180-200, г804 100/гС1 - 0.05-0.1. Водорастворенные газы, так же как и попутные, относятся к метановым с содержанием метана с гомологами до 99%.

Процесс формирования залежи тяжелой нефти на Ярегском месторождении подробно описан в работе (Креме и др., 1974). Главным выводом является то, что превращение исходной легкой нефти в тяжелую произошло под воздействием пластовых вод, обладающих повышенной радиоактивностью, в результате потери легких фракций при дегазации нефти, что привело к обеднению парафинистыми углеводородами, к относительному увеличению содержания ароматических и нафтеновых углеводородов. Все эти процессы протекали во время относительного подъема сводового поднятия и размыва накопившихся отложений перми, карбона, верхнего девона вплоть до верхней части кыновского горизонта.

Усинское месторождение. Расположено в 24 км к северо - северо -вос-току от села Усть-Уса, приурочено к южной части Колвинского мегавала

Рис. 1. Нефтегазоносные области Тимано-Печорской провинции: 1 - Тиманская; 2 - Тжма-Печорская; 3 - Малоземельско-Колгуевская; 4 - Печоро-Колвинская; 5 - Хорейверская; б - Варандей-Адзьвинская; 7 - Северно-Предуральская

Месторождения тяжелых нефтей: 1 - Ярегское, 2 - Джьерское, 3 - Северо-Мичаюское, 4 - Паш-нинское, 5 - Югидское, 6 - Северо-Кожвииское, 7 - Усинское, 8 - Чедгынское, 9 - Пыжьельское, 10 - Субор-ское, 11 - Усино-Кушшорское, 12 - Падимейское, 13 - Среднемакарихинское,"14 - Нядейюское, 15 - Северо-Сарембойское, 16 - Варандейское, 17 - Торавейское, 18 - Южно-Торавейское, 19 - Наульское, 20 - Лабоган-ское, 21 - Западно-Хоседаюское, 22 - Северо-Ошкотынское, 23 - Тэдинское, 24 - Сюрхаратинское, 25 - Им. Требса

(рис.1) и относится к числу наиболее крупных и известных месторождений. Залежи нефти открыты в широком возрастном диапазоне - от живетского яруса среднего девона до отложений верхней перми. Месторождение разрабатывается уже более 20 лет. Нефти с плотностью более 0.900 г/см3 выявлены в двух нефтегазоносных комплексах — карбонатном визейско- артин-ском и терригенном верхнепермском. Девонские нефти более легкие, плотность их составляет 0.841-0.844 г/см3, плотность серпуховских нефтей -0.865 г/см3.

Плотность визейско-артинской нефти составляет 0.942-0.971 г/см3. Залежь массивная, сводовая. Глубина залегания - 1100-1530 м. Вязкость нефти в пластовых условиях 430-780 мПа-с (для сравнения вязкость девонских нефтей не превышает, как правило, 10 мПа-с). Содержание смол и асфаль-тенов - 30-35%, серы - 2-2.5%, парафинов - 0.2-0.6%. Общая нефтенасыщен-ная мощность залежей более 200 м, открытая пористость 0.2, проницаемость не превышает 0.03 мкм2. Содержание никеля - 3.8, ванадия - 7.0 мг/!00г нефти. Газовый фактор равен 20-22 нм3/м3. Состав попутного газа следующий (% мол): гелий - 0.006, азот - 2.0, углекислый газ - 0.1, метан - 89.1, этап - 4.8, пропан - 1.7, сумма других гомологов метана - 2.3, сероводород практически не обнаружен. Плотность попутного газа - 0.776 кг/ нм3. Пластовое давление на глубине 1300 м составляет 13.4 мПа, пластовая температура - 22 С, давление насыщения 7.7 мПа, коэффициент насышения (Р5/Рпл) - 0.57, геотермический градиент - 1.7 С /100 м.

Пластовые воды комплекса относятся к средним рассолам хлор-кальциевого типа. Минерализация их составляет 60-90 г/л. Воды сильно мета-морфизованы (г N а/г С! - 0.6-0.7), малосернисты (г304.100/гС1 - 0.1-0.2), гидрогеологическая закрытость недр хорошая (Вг.100/Н (глуб.опроб.)) - 10-15. В ряде скважин в промышленных кондициях встречен йод - до 20 мг/л. Водо-растворенные газы относятся к метановому или азотно-метановому типу со значениями газового фактора до 1.0 нм3/м3.

Незначительная по размерам и запасам верхнепермская залежь тяжелой нефти изучена хуже. Плотность нефти составляет 0.923 г/смЗ, вязкость в пластовых условиях - 206 мПа-с, содержание серы - 1.38%, парафина -3.43%. Залежь расположена на глубине около 1100м и связана с терриген-ными отложениями. Нефтенасыщенпая эффективная мощность около 1 м, открытая пористость - 0.2. Промышленно ценные компоненты в подземных водах комплекса отсутствуют. Водорастворенные газы имеют азотно-мета-новый и метаново-азотный состав. На сегодняшний день залежь верхнепермской тяжелой нефти не эксплуатируется.

Необходимо отметить, что основные запасы нефти Усинского месторождения приходятся на залежь тяжелой нефти карбонатных отложений карбона-перми. Механизм формирования нефти достаточно дискуссионен. Покрышкой для нижнепермско-среднекаменноугольной залежи служат верх-

непермские терригенпые красноцветные отложения, причем нижние пласты песчаников пропитаны загустевшей нефтью, сделавшей их практически непроницаемыми. Повидимому, характер нефти определяется низкими изолирующими свойствами покрышки и воздействием на нее гипергенных факторов.

Месторождения Варандей-Адзьттской нефтеносной области.

Большинство месторождений ПО содержат нефти с плотностью более 0.900 г/см3 в отложениях нижнепермского и верхнепермско-триасового комплекса (рис.1). Особенно характерно наличие тяжелых нефтей на месторождениях вала Сорокина. Изменение физико-химтескчгх параметров нефтей в региональном плане подчинено нормальной вертикальной зональности (С.И. Сер-гиенко, В.И. Маидак, 1982). В самом нижнем из вскрытых нефтегазоносных горизонтов - девонском - нефти обладают плотностью 0.84-0.85г/см3, в тур-иейских отложениях - 0.86 г/см3, в нижнепермских карбонатных - 0.89-0.92 г/см3 и в триасовых - 1.00 г/см3, причем последние практически не содержат легких фракций. Параллельно изменению плот-ности нефтей снизу вверх по разрезу содержание серы возрастает от 0.5 до 3.3%, смол - от 6 до 19%, асфальтенов - от 2.6 до 19%.

Как отмечалось, на большинстве месторождений Вараидей-Адзьвин-скои 110 встречены залежи тяжелой нефти. Это Варандейское, Лабоганское. Наульское, 'Горавейское и др. месторождения. Колее детально рассмотрены два наиболее крупных из них - Наульское и Торавейское, расположенные на севере вала Сорокина.

Залежи нефти в пределах Наульского месторождения выявлены в отложениях от карбонатного девона до терригенного триаса, однако тяжелые нефти появляются лишь с рифогенных отложений нижней перми. Именно с тяжелыми нефтями пермо-триасового комплекса связываются основные запасы Наульского месторождения.

Плотность тяжелой нефти артинского горизонта нижней перми составляет 0.906-0.916 г/см3, вязкость в пластовых условиях - 12.4 мПа-с. Залежь пластовая, сводовая. Расположена на глубинах 1420- 1500 м. Нефте-на-сыщенная мощность 10 м, открытая пористость - 0.25. Содержание смол и асфальтенов составляет 14.7-16.3%, серы - 2.21%, парафина - 0.5-0.9%). Содержание металлов следующее: никеля- следы, ванадия - 0.92 мг/100 г нефти. Газовый фактор составляет 21.3 нм3/м3. В составе попутных газов отмечаются: гелий - 0.003, аргон - 0.003, азот - 1.74, метан - 75.39, этан - 6.38, пропан - 8.04, другие гомологи метана - 8.4%. Плотность газа - 0.992 кт/нм3. Пластовое давление на глубине 1445 м составляет 15.44 мПа, пластовая температура - 31 С, давление насыщения - 4.8 мПа, коэффициент насыщения равен 0.31, геотермический градиент - 2.1 С /100 м, что свидетельствует о значительном недонасыщении нефти газом и влиянии зоны многолетне-мерзлых пород.

Подземные воды комплекса относятся к средним рассолам хлор-кальциевого типа. Минерализация их составляет 90-110 г/л. Лишь йод, бром и литий находятся в промышленно кондиционных количествах. Состав водо-растворенных газов преимущественно метановый, значения газовых факторов часто превышают 1.0 ir\i3/\i3. Все это позволяет рекомендовать, наряду с тяжелой нефтью, использование промышленных вод.

Залежи тяжелых нефтей терригенных отложений триаса расположены на глубинах 850-1000 м. Они отличаются своей плотностью - 0.974- 0.994 г/см3. Содержание смол и асфальтенов колеблется от 2.3 до 20%, серы - 2.783.41%, парафина - 0.3-0.61%. Промышленно ценных компонентов в подземных водах не обнаружено.

Топапейск'ое нефтяное месторождение расположено несколько севернее Наульского (рис. 1). Все выявленные здесь залежи - от нижнепермского комплекса до отложений среднего триаса - содержат в себе только тяжелые нефти. В качестве примера остановимся на залежах верхнепермского (уфимский горизонт) и пижнетриасового (чаркабожская свита) возрастов:

Плотность верхнепермской тяжелой нефти составляет 0.92-0.93 г/см3, вязкость нефти в пластовых условиях - 16.7-27.8 мПа-с. Залежь пластовая, сводовая. Расположена в интервале глубин 1345-1380 м. 11ефтенасыщешшя общая мощность - 4.4 м, открытая пористость - 0.23.

Содержание смол и асфальтенов составляет 14.8-18.05%, серы - 1.95.3%, парафина - от следов до .1.8%. Газовый фактор - 16.6 пм3/м3. В составе попутных газов выделены: гелий - 0.001, азот - 4.14, углекислый газ - 0.2, метан - 64.34, этан - 9.79, пропан - 0.91, сумма других гомологов метана -10.8%. Плотность газа - 1.103 кг/нм3. Пластовое давление на глубине 1350 м составляет 12.46 мПа, пластовая температура - 27 С, давление насыщения -3.6 мПа. Коэффициент насыщения - 0.25, геотермический градиент -2.0 С/100 м. Эти термобарические данные свидетельствуют, как и на выше-рассмотренном I ¡аульском месторождении, о значительной недонасыщен-ности нефтей газами и о влиянии зоны многолетнемерзлых пород.

Гидрогеологическая изученность этой части разреза Торавейского месторождения слабая. Можно лишь отметить, что минерализация подземных вод не превышает 40 г/л, промышленно ценные микроэлементы не обнаружены.

Залежь тяжелой нефти чаркабожской свиты расположена в интервале глубин 1100-1200 м. Плотность нефти 0.920-0.935 г/см3. Вязкость нефти в пластовых условиях - 17-22 мПа-с. Залежь массивная, сводовая. Общая мощность нефтенасыщенных отложений - 10.6 м, открытая пористость - 0.27, проницаемость - 0.15 мкм2. Содержание смол и асфальтенов - 14.6-15.7%, серы - 2.2, парафина - 0.6-0.8%. Среди металлов выявлен ванадий - 9.01 мг/100 г нефти/ Газовый фактор составляет 14.7 нм3/м3. Состав попутных газов: гелий - следы, азот - 0.5, углекислый газ - 0.05, метан - 67.8, этан - 9.6, про-

пан - 11.2, сумма других гомологов метана - 10.8%. Плотность попутного газа - 1.089 кг/нм3. Пластовое давление на глубине 1190 м составляет 9.7 мПа, пластовая температура - 20 °С, давление насыщения - 3.6 мПа. Коэффициент насыщения - 0.37, геотермический градиент - 1.7 °С/100 м, что лишний раз подчеркивает недонасыщенность нефтей газами и влияние многолет-немерзлых пород.

Нефти более молодых, нижне-среднетриасовых, отложений во многом схожи с описанными. Несколько увеличивается плотность - до 0.961 г/см3 и вязкость - до 34.0 мПа-с. Гидрогеологическая изученность слабая.

Механизм формирования нефтей Варандей-Адзьвинской НО до конца не выяснен. Главной причиной формирования тяжелых нефтей триасового возраста считается наличие криогенных процессов, повлекших за собой два явления - понижение гидростаттгческнх уровней и образование в отложениях мезозойского возраста зоны газогидратных скоплений. Понижение уровней, т.е. снижение пластового давления в коллекторах триасового и более молодого возраста, повлекло за собой дегазацию нефтей в залежах. Об этом свидетельствуют результаты опробования песчаных пластов триасового возраста на разведанных площадях вала Сорокина, где нефти практически не содержат растворенный газ, а их плотность близка к 1 г/см . Именно это отмечалось на примере залежей тяжелой нефти Наульского и Торавейского месторождений. Залежи нефтей. приуроченные к карбонатным отложениям нижней перми и верхнего карбона, в период формирования крнолитозоны также подвергались частичной дегазации и криптогипергенезу, обусловленному повышенной динамичностью подземных вод в этот период. За счет этого процесса в нефтях указанных отложений повысилась плотность и возросло содержание смол и асфальтенов. Лишь нефти нижнекарбоновых и девонских отложений, залегающие на глубинах более 2500 м, не несут явных следов гипергенных изменений. Вероятность же обнаружения здесь газогидратных залежей уже высказывалась рядом исследователей, однако они пока не выявлены. Ответом на вопрос есть залежи или нет газогидратов в пределах Варандей-Адзьвинской НО будет проведение новых серьезных научно-исследовательских работ, подкрепленных комплексом полевых работ.

Месторождения Болынесынннской НО. В пределах этой НО на ее севере выявлено два месторождения тяжелой нефти: Пыжьельское и Суб-борское с достаточно высокими запасами, особенно последнее. В настоящее время месторождения не эксплуатируются.

Залежи тяжелой нефти связаны с двумя нефтегазоносными комплексами: терригенным купгурско-верхнепермским и карбонатным каменно-угольно-артинским. Плотность нефти уфимского горизонта верхней перми составляет 0.91-0.94 г/см3. Залежь пластовая, сводовая. Расположена на глубине немного более 2500 м. Вязкость нефти в пластовых условиях 12.9 мПа-с. Содержание смол и асфальтенов - 20-25%, серы - 1.4-1.6, парафина -

1.2-1.7%. Эффективная нефтенасыщенная мощность продуктивного горизонта - около 5 м. Открытая пористость - 0.21%, проницаемость - 0.064 мкм2. Содержание никеля - 0.26, ванадия - 9.99 мг/100г нефти. Газовый фактор -41.7 нм3/м3. Состав попутного газа: гелия - 0.01%, аргона - 0.004, азота - 7.7, углекислого газа -0.1, метана - 66.7, этана - 9.6, пропана - 8.0%, сумма других гомологов метана - около 8% мол. Плотность газа - 1.031 кг/ им3. Пластовое давление на глубине 2510 м - 25.06 мПа, пластовая температура -51 °С, давление насыщения - 12.5 мПа. Коэффициент насыщения - 0.5, геотермический градиент - 2.3 °С/Ю0 м. Пластовые воды комплекса относятся к средним рассолам хлор-кальциевого типа с минерализацией преимущественно 100-120 г/л. В отдельных скважинах в промышленных кондициях встречены йод (до 18 мг/л) и бром (до 250 мг/л). что увеличивает возможности комплексного использования тяжелой нефти наряду с подземными водами.

Плотность тяжелой нефти артинского горизонта нижней перми составляет 0.94-0.97 г/см3. Залежь также пластовая, сводовая. Распожена па глубинах 2679-2745 м. Содержание смол и асфальтенов - 17-21%, серы - 1.41.9%, парафина - 0.71%. Эффективная нефтенасыщенная мощность 4 м. Открытая пористость - 0.19%. Данные о содержании металлов отсутствуют. Газовый фактор - 60 пм7м3. С составе попутных газов отмечается увеличение содержания азота до 14.9%, метана - до 69.2%, углекислого газа - до 0.25%. Содержание гелия - 0.013, этана - 7.5, пропана - 4.4%, сумма остальных гомологов метана - 3.7%. Плотность газа - 0.92 кг/нм3. Пластовое давление на глубине 2740 м составляет 28.3 мПа, температура - 58 °С, геотермический градиент - 2.1 °С/100м. Пластовые воды относятся к средним рассолам хлор-кальциевого типа с минерализацией около 100 г/л. В промышленных кондициях микрокомпоненты не встречены.

Таким образом, приведенные данные о ряде месторождений тяжелых нефтей в пределах Тимано-Печорской провинции, показывают, что они характерны различными типами коллекторов, глубинами залегания залежей и 1гх стратиграфической приуроченностью, расположением различных нефтегазоносных областей. Отражены состав и свойства тяжелых нефтей и попутных газов, рассмотрены гидрогеологические и термобарические особенности, показана возможность комплексного использования тяжелых нефтей наряду с сопутствующими или промышленными подземными водами, дана информация о возможных причинах формирования залежей тяжелых нефтей. Однако, приведенный список месторождений тяжелой нефти в пределах Тимано-Печорской НГП, разумеется, далеко не исчерпан. Можно отметить еще Колвинское месторождение тяжелой нефти на глубине 3650 м в отложениях карбонатного верхнего девона,

Сюрхаратинское (0ЗЙТ1, карб., 3225-3287 м), Урернырдское (0ЗГш, карб., 3194-3215 м), Висовое (0ЗГ], карб., 3109-3185 м), месторождение им. Романа

Требса (1Э3, карб., 3784-3910 м), Северо-Сихорейское (ЭЗГ1, карб., 3180-3250 м), Падимейское (Сц.2, карб., 1350- 1600 м), Тобойское (03й., карб., 2649-2740 м), Среднемакарихинское (С3, карб., 1700 м), Усино-Кушшорское (Бь карб., 1655-1709 м), Юшдское (Сь тер.-карб., 540-575 м), Чедтыйское (Р2, тер., 1530- 1619 м) и др.

1.3. Гидрогеологические условия формирования залежей углеводородов ТПП

По своему гидрогеологическому строению Тимано-Печорская провинция является гетерогенным образованием. В разрезе его осадочного чехла выделяются три гидрогеологических этажа (ордовикско-нижнефранский, верхнефрапско-арттшский, кунгурско-мезозойско-кайнозойский), разделенные двумя региональными водоупорами: кыновско-саргаевским и кунгур-ским. Каждый этаж подразделяется на водоносные комплексы и гидрогеологические структуры различных порядков. Исходя из разработанных эво-люционно-генет1гческтгх гидрогеологических критериев прогноза нефтегазо-посности седиментационных бассейнов, по условиям формирования и характеристике современных гидрогеологических систем ТПП можно отнести к территориям с благоприятными условиями для нефтегазонакопления. Об этом свидетельствует следующее:

- формирование гидрогеологически этажей ТПП протекало в процессе развития трех региональных гидрогеологических циклов, разделенных перерывами: раннефранским (более 1 млн. лет), раннеюрским (22 млн.лет) и олигоцен-неогеповым (22-25 млн. лет). Соотношение времени элизионных и инфильтрационных этапов в гидрогеологических циклаы составило 6/20;

- преобладающий метановый состав водорастворенных газов, высокая газонасыщенность пластовых вод, повышенное содержание в них органических соединений;

- хорошая гидрогеологическая закрытость недр;

- преобладающее распространение районов с повышенными (особенно в нижних водоносных комплексах) и нормальными пластовыми давлениями, что может свидетельствовать о хорошей сохранности эмигрировавших УВ в сингепетичных толщах;

- повышенное содержание (чаще всего в северных областях) растворенного йода, составляющее на отдельных площадях 40-60 и более мг/л.

При региональной оценке условий нефтегазоносности водоносных комплексов ТПП были использованы газогидрогеохимические показатели и выделены четыре группы, различающеся критериями нефтегазоносности -высокоблагоприятные, благоприятные, малоблагоприятные и неблагоприятные.

Гидрогеологические показатели, характеризующие тип подземных вод, устанавливаются на основе парагенетических и генетических взаимо-

связей между определенными химическими типами подземных вод и скоплениями нефти и газа. Парагенетнческне связи устанавливаются эмпирическими исследованиями и обуславливаются общностью благоприятных условий существования химических типов подземных вод и залежей нефти и газа: геологически длительной и надежной фильтрационной изоляцией тех и других от разрушающего влияния активных метеорных вод. Это первая группа показателей нефтегазоносности, отражающая степень благоприятности общегеологических условий. В нее входят значения общей минерализации вод. закрытость недр (Вг-100/Н. где 11 - глубина опробования в метрах), метаморфизация вод 0^а/гС1), содержание сульфатов (гБО^ЮО/гС!) и др. Вторую группу показателей нефтегазоносности составляют генетические взаимосвязи между определенными типами подземных вод и скоплениями нефти и газа. Они обусловлены физическим и химическим взаимодействием вод, углеводородов и сопутствующих им водорастворимых компонентов преобразования органических веществ в условиях генерации, миграции и аккумуляции нефти и газа, сохранение и разрушение их залежей. Главными в этой группе показателей являются газовые (газонасыщениость, состав, у пругость и т.д.), а также органогндрохимнческие показатели и минеральные .микрокомпоненты. Исходя из всего этого, показатели первой группы характеризуют условия сохранности залежей углеводородов, а второй - условия нефтегазонакоплення. Анализ литературных источников и исследования автора позволили следующим образом оценить гидрогеологические условия нефтегазоносности. Как уже было. отмечено, в разрезе осадочного чехла ТИП выделяются: ордовиксконпжнедевонский, среднедевонско-ннжнефран-ский, верхнефранско-турнейский, визейско-артннский, кунгурско-нижнетри-асовый, мезозойскокайнозойский водоносные комплексы.

Ордовикско-нижнедевонский водоносный комплекс приурочен к тер-ригенно-карбонатным отложениям и распространен в Печорской синеклизе и Предуральском краевом прогибе. Отложения комплекса залегают на глубинах от первых сотен метров на северо-западе региона до 8- 10 и более км на северо-востоке и во впадинах Предуральского краевого прогиба. Пластовые воды относятся преимущественно к крепким и средним рассолам хлор-кальциевого типа с минерализацией более 100- 150 г/л. Лишь на Ти-мане, поднятии Чернышева и севере Косыо-Роговского прогиба минерализация пластовых вод заметно уменьшается до 15-30 г/л, что связано с близостью областей питания. Следует отметить, что минерализация вод в этом комплексе ниже, чем в вышележащем среднедевонско-нижнефранском. Это вызвано, вероятно, большим отжатием на глубине маломинерализованных связанных вод из глинистых пород и разбавлением ими седиментационных вод.

Зона распространения углеводородных водорастворенлых газов (ВРГ) приурочена к юго-восточному склону Тимана, Мичаю-Паншинской струк-

турной зоне, южной части Печоро-Кожвинского и Колвинского мега-валов, Хорейверскои и ВарандейтАдзьвинской НО. С этими же районами связаны и максимальные значения поровых факторов до 2.0 на Сандивее. На остальной территории ТПП развиты азотно-метановые ВРГ.

В эволюции ордовикско-нижнедевонского водоносного комплекса выделяются шесть элизионных и две (предсреднедевонская.и раннефран-ская) инфильтрационные стадии, когда большая часть отложений подвергалась интенсивному размыву. Наиболее благоприятные гидрогеологические условия нефтегазоносности этого комплекса существуют на территориях Печоро-Колвинской, Хорейверской и Варандей-Адзьвинской НГО. Пластовые воды представляют здесь крепкие рассолы хлор-кальциевого типа с минерализацией, как правило, более 150 г/л, гидрогеологическая закрытость недр хорошая (Вг- 100/Н> 10), метаморфизация вод — 0.7-0.9. Содержание йода часто превышает 15 мг/л. С этими районами связаны и промышленные воды, в которых в необходимых кондициях выявлены йод, бром, рубидий, литий.

Пластовая.температура в описываемом комплексе изменяется от 20 до 100 °С. Большинство залежей углеводородов, причем только нефтяных, приурочено к зоне повышенных пластовых давлений. АВПД отмечено на Варан-дейской площади. Территория Омра-Лузской зоны характеризуется повышенными по сравнению с другими регионами ТПП значениями геотермического градиента (3.37-3.61 °С/100м).

Пластовые воды верхнесилурийских отложений на Усино-Кушшор-ском месторождении, где в отложениях нижнего силура выявлена залежь тяжелой нефти, имеют несколько пониженную минерализацию (90 г/л), худшую гидрогеологтескую закрытость,недр (Вг-100/Н - 9). Возможно именно эти причины и сказались на формировании упомянутой залежи.

Среднедевонско-нижнефранский водоносный комплекс приурочен преимущественно к терригенным отложениям и имеет глубины залегания кровли от первых сотен метров в Притиманье до 5-7 км во впадинах Пред-уральского краевого прогиба. Пластовые воды относятся к средним и крепким рассолам хлор-кальциевого тина с минерализацией 100- 250 г/л.-Метаморфизм вод высокий (гЫа/гС1=0.61-0.81), гидрогеологическая закрытость недр повсеместно хорошая (Вг-100/Н - 10-50).

Зона распространения углеводородных ВРГ охватывает сравнительно небольшую территорию ТПП. В нее входят Колвинский и Печоро-Кожвин-ский мегаватта, Шапкино-Юрьяхинский вал, Денисовская впадина, отдельные площади Ижма-Печорской и Верхнепечорской впадин. Содержание метана изменяется от 75-до 98%, азота - от 0.2 до 15.9%, гомологов метана от 1.4 до 20.6%. Значения газовых факторов в этих зонах максимальтты по сравнению с другими районами провинции и часто превышают 1.0 нм3/м3 (на Возейском месторождении - 2.33 нм3/м3).

На остальной территории ТПП распространены ВРГ азотно-метано-вого типа. Лишь на севере Ижма-Печорской впадины они сменяются газами метаново-азотного и азотного состава.

Формирование пластовых вод среднедевонско-нижнефранского водоносного комплекса осуществлялось в процессе пяти элизионных и одной (предкыновской) открытой инфильтрационной стадии. Последняя охватила практически всю территорию ТПП, за исключением перикратонного опускания современных впадин Предуральского краевого прогиба.

Высокоблагоприятные условия нефтегазоносности по гидрогеологическим данным существуют в пределах Печорско-Колвинской, Омра-Луз-ской и Тиманской НГО. Именно здесь распространены наиболее метамор-физованные воды с минерализацией более 100-150 г/л. Гидрогеологическая закрытость недр хорошая, ВРГ преимущественно метанового состава. В пределах Омра-Лузской и Тиманской НГО выявлены подземные воды, удовлетворяющие критериям для отнесения тгх к промышленным и термоэнергетн-ческим.

Верхнефранско-турнейский водоносный комплекс приурочен к террн-генно-карбонатным отложениям и имеет максимальные глубины залегания кровли во впадинах Предуральского прогиба, где они достигают 6 и более км. Минерализация пластовых вод изменяется от 100 до 200 г/л. Тип вод хлор-кальциевый (^а/гС1 - 0/70-0/80), гидрогеологическая закрытость недр хорошая (Вг-100/Н - 13-40).

Отложения верхнефранско-турнейского водоносного комплекса испытали четыре элизионных и одну открытую инфильтрационную стадию в предвизейское время, когда на поверхность вышли отложения Ижемской впадины и Болыпеземельского палеосвода. В последующее время открытая инфильтрация наблюдалась только на отдельных локальных структурах. Возможно, именно эти факторы повлияли на образование тяжелых нефтей в пределах ряда месторождений Хорейверской НО (Сюрхаратынское, Урер-нырдское и др.).

Высокоблагоприятные современные гидрогеологические условия нефтегазонакопления и сохранности залежей углеводородов отмечаются в пределах территорий Печоро-Колвинского авлакогена, Болыпеземельского свода, Варандей-Адзьвинской и Верхнепечорской НГО.

Визейско-артинский водоносный комплекс приурочен к карбонатным отложениям и распространен на большей части территории ТПП. Изучен достаточно полно, но неравномерно. Большинство данных имеется по северным районам и впадинам Предуральского прогиба, где отложения комплекса погружены на глубину до 5 и более км. Пластовые воды относятся преимущественно к рассолам с минерализацией 40-170 г/л. Метаморфизация вод по коэффициенту г№/гС1 высокая и средняя (0.7 - 0.95). Гидрогеологическая

закрытость недр от 1-10 по впадинах Предуральского прогиба и в Варандей-Адзьвииской ПО до 10-20 на остальной территории.

Зона распространения углеводородных ВРГ охватывает практически всю территорию провинции за исключением западных и юго-западных частей. Содержание метана - 77-97%. Газовый фактор, как правило, больше 1.0 нм3/м3, достигая значений на ряде месторождений 2-Знм3/м3 и более (Ваней-висское, Вуктыльское и др.). В зоне распространения азотио-метановых и метаново-азотпых ВРГ снижается и доля углеводородных компонентов и значение газовых факторов до 0.3-0.5 нм3/м3. ' '

Отложения комплекса прошли два гидрогеологических цикла, закончившихся к среднеюрскому и четвертичному времени. Однако, открытая инфильтрация характерна была только для Омра-Лузскои седловины гряд Чернова и Чернышева, а также вдоль зон разломов. Это привело к тому, что на большей.части распространения отложения комплекса находятся в высокоблагоприятных и благоприятных гидрогеологических условиях как для неф-тегазонакопления. так и для сохранности залежей углеводородов. Лишь западная окраина провинции может рассматриваться как территория с мало- и неблагоприятными условиями. Важно также отметигь. что в пределах Денисовской и Хорейверской впадин выделены месторождения промышленных вод: Мишвань-Командиршорское, Санднвейское, Баганское с повышенными до промышленных кондиций содержаниями йода, брома, лития, стронция, рубидия.

Куигурско-нижпетриасовый водоносный комплекс приурочен преимущественно к террнгенным отложениям и характеризуется значительной гидрогеологической раскрытостыо. Пластовые воды имеют минерализацито от 5 г/л (в районах, примыкающих к Тиману и Уралу) до 100 г/л (Шапкина-Юрьяхинскпй вал). Метаморфизм вод колеблется в широких пределах (г№/гС1 - 0.6-1.0), гидрогеологическая закрытость недр, как правило, хуже, чем в нижележащих комплексах (Вг 100/Н <10).

Зона распространения углеводородных ВРГ также заметно сокращается. Она занимает небольшую территорию с севра Шапкина-Юрьяхинского вала и Денисовской впадины. Отдельные районы Косыо-Роговской и Верхнепечорской впадин, а также незначительные участки ряда других районов. Газовые факторы снижаются до 0.6-0.8 нм3/м3 и лишь на отдельных структурах Шапкино-Юрьяхинского вала и Печоро- Кожвннского мегавала превышают 1,0 нм3/м3. Одновременно снижается давление насыщения и другие показатели. Содержание метана в эпгх районах - 78.95%, азота - 3-19%, гомологов метана - 0.4-6%. На остальной территории ТПП распространены азотно-метановые, метановоазотные и азотные ВРГ.

Кунгурско-нижнетриасовый комплекс достаточно хорошо промыт и характеризуется, в основном, развитием мало- и неблагоприятных условий нефтегазоноспостн. Исключением является территория Печоро- Колвинской,

Хорейверской, Варандей-Адзьвинской ИГО, где отмечаются благоприятные условия нефтегазоносности.

Залежи тяжелой нефти широко распространены в пределах ТИП, особенно на территории Варандей-Адзьвинской и Большесынинской НГО: Наульское, Торавейское, Пыжьельское и др. Рассматривая выше механизм образования этих залежей мы отмечали, что главным фактором, по всей видимости, являются криогенные процессы, повлекшие за собой два явления - понижение гидростатических уровней и образование в отложениях мезозойского возраста газогидратных скоплений. Если второе из них по-прежнему является дотаточно дискуссионным, то первое не вызывает сомнений и повлекло за собой дегазацию нефтей в залежах (коэффициент насыщения -0.25-0.40).

Мезозойско-кайнозойский водоносный комплекс приурочен к терри-генным отложениям и занимает верхнюю часть разреза осадочного чехла. Немногочисленные данные, имеющиеся по этому комплексу, довольно уверенно свидетельствуют о наличии по всей территории ТПП пластовых вод смешанного или преимущественно инфильтрационпого происхождения. Весь комплекс гидрогеологических показателей однозначно говорит о неблагоприятных условиях нефтегазонакопления и сохранности залежей углеводородов в мезозойских отложениях всей территории бассейна.

Таким образом, в региональном плане условия нефтегазоносности по гидрогеохимическим данным выглядят следующим образом.

Нефтегазоносные области с высокоблагоприятными условиями нефтегазоносности: в пределах ордовикско-нижнедевонского водоносного комплекса - Печоро-Колвинская, Хорейверская, Варандей-Адзьвинская; в пределах среднедевонско-нижнефранского водоносного комплекса - Тиманская, Омра-Лузская, Печоро-Колвинская; в пределах верхнефранско-турнейского водоносного комплекса - Верхнепечорская, Печоро- Колвинская, Варандей-Адзьвинская, Большесынинская, северная часть Хорейверской; в пределах среднекаменноугольно-артинского комплекса - Верхнепечорская, Печоро-Колвинская, Хорейверская, Варандей-Адзьвинская, Косью-Роговская, Большесынинская.

Анализ данных состава подземных вод основных месторождений тяжелой нефти ТПП из соответствующих залежам комплексов позволил установить некоторые закономерности в составе сопутствующих тяжелым неф-тям подземных вод. Так, минерализация вод практически повсеместно, даже в древних комплексах или на значительных глубинах, не превышает 100 г/л, в то время как для большинства месторождений более легкой нефти за исключением кунгурско-триасового комплекса присущи значения минерализации вод 100-200 г/л и более. О влиянии гипергенных процессов свидетельствуют также значения коэффициента гидрогеологической закрытости недр, которые в большинстве своем меньше 10. Часто встречаются и повышенные

значения сульфат-иона, что в определенной степени свидетельствует о процессах разрушения залежей углеводородов.

В настоящее время в пределах ТПП выявлено 30 месторождений тяжелой нефти с плотностью более 0.900 г/см3. Они развиты во всех нефтегазоносных комплексах и разбросаны на большей части территории провинции. Крупное Ярегское месторождение сосредоточено в Тиманской нефтегазоносной области. Остальные месторождения связаны, в основном, с территориями Варандей-Адзьвинской, Хорейверской и Печоро-Колвинской НГО.

Месторождения тяжелой нефти Варандей-Адзьвинской НО приурочены к двум комплексам - визейско-артинскому и кунгурско-триасовому. Тяжелая нефть здесь, по всей видимости, образовалась в результате влияния зоны многолетнемерзлых пород и неотектоническому поднятию территории. Месторождения тяжелой нефти Хорейверской НО прежде всего связаны с преимущественно карбонатным верхнефранско-турнейским нефтегазоносным комплексом. Здесь на механизм формирования тяжелых неф-тей отложили свой отпечаток неоднократные поднятия Большеземельского палеосвода, приведшие к практически полному отсутствию отложенй сред-недевонско-нижнефранского комплекса и сильному предвизейскому размыву. Ряд месторождений ТПП расположен в районах с палеои современной гидрогеологической раскрытостыо (Падамейское, Югидское и др.), о чем явно свидетельствует состав подземных вод (таблица).

В целом, в ТПП основными факторами формирования тяжелых неф-тей являются процессы гнпергенеза, криолитизации, а также неотектонические движения и гидрогеологическая раскрытость структур (Кузнецова, 1979, 1995). Исходя из всего этого новые залежи тяжелой нефти, с нашей точки зрения, можно ожидать на севере Хорейверской НО и в нефегазоносных областях, связанных с впадинами Предуральского краевого прогиба, в отложениях верхнефранско-турнейского и нижнепермско-триасового комплекса.

1.4. Прогноз размещения залежей тяжелых высоковязких нефтей по гидрогеологическим показателям ТПП.

Проведенное исследование позволяет к числу наиболее значимых факторов формирования и размещения тяжелых высоковязких нефтей в пределах ТПП отнести следующие: гипергенные процессы, криолитизацию, активные восходящие неотектонические движения, современную и палеогид-рогеологическую раскрытость недр. Исходя из всего этого была составлена прогнозная карта перспектив поиска новых залежей ТВВН на территории ТПП.

При прогнозной оценке необходимо учитывать тот факт, что залежи ТВВН занимают в подавляющем большинстве случаев либо верхнюю часть продуктивных горизонтов практически любого многопластового месторож-

Рис. 2. Нефтегазоносные области Волго-Уральскон провинции: 1 - Камская, 2 - Прикамская, 3 -Всрхнекамская, 4 - Псрмско-Башюгрская, 5 - Северо-Татарская, 6 - Южно-Татарская, 7 - Уфимская, 8 - Ме-лекесская, 9 т Нижневолжская, 10 - Средневолжская, 11 - Бузулукская, 12 ~ Оренбургская, 13 - Южно-Предуральская, 14 - Средне-Предуральская

Месторождения тяжелых нефтей: 1 - Дебесское, 2 - Чутырско-Кнснгопское, 3 -Лядошурское, 4 -Мншкинское, 5 - Громихннскос, 6: - Ножсвское, 7 - Москульннское, 8 - Шумовское, 9 - Юськннское, 10 -Радаевскос, 11 - Батырбанское, 12 - Чураковскос, 13 - Алтыновскос, 14 - Павловское, 15 - Атерское, 16 -Этышское, 17 - Аспинское, 18 - Бутырк»«некое, 19 - Ташлннское, 20 - Волдинское, 21 - Надсждинское, 22 -Наратовское, 23 - Саитовское, 24 - Караул-Елшнское, 25 - Ново-Узыбашевское, 26 - Сергеевское, 27 - Ал-кинское, 28 - Искандеровское, 29 - Тавтнмановскос, 30 - Бузовъязовское, 31 - Максимовское, 32 -Архангельское, 33 - Табынскос, 34 - Кумертауское, 35 - Толбазинскос, 36 - Уразметовское, 37 - Гончаровское, 38 -Сатаевское, 39 - Шафрановское, 40 - Каменное, 41 - Раевскос, 42 - Давлекановское, 43 - Шкаповское, 44 -Ново-Федоровское, 45 - Пашкинское, 46 - Сокское, 47 - Валентановское, 48 - Чеканское, 49 - Ромашкин-ское, 50 - Ново-Елковскос, 51 - Дачное, 52 - Курейкинское, 53 - Нурлатское, 54 - Архангельское, 55 - Соко-линско-Сарапаменское, 56 - Онбийское, 57 - Нурксевское, 58 - Дружбинское, 59 - Муслимовское, 60 - Азес-во-Салаушское, 61 - Луговое, 62 - С оболе ко вс кое, 63 - Бахчисарайское, 64 - Беркет-Ключевское, 65 - Лангу-евское, 66 - Степноозерское, 67 - Озеркинское, 68 - Знмницкос, 69 - Фштипповское, 70 - Ново-Бесовское, 71 - Славкннское, 72 - Горькоовражское. 73 - Радаевское, 74 - Боровское, 75 - Максимовское, 76 - Тананык-ское, 77 - Родинское, 78 - Ивановское, 79 - Ивановское-Восточное, 80 - Жирновское

дения, либо слагают всю продуктивную часть залежи. Исходя из этого и вышеперечисленных факторов формирования залежей ТВВН в пределах ТПП выделены три наиболее перспективные с нашей точки зрения нефтегазоносные области - Хорейверская, Варандей-Адзьвинская и ИГО впадин Пред-уральского краевого прогиба.

В пределах Хорейверской НО основные залежи ТВВН могут быть связаны с карбонатными отложениями верхнефранско-турнейского комплекса. Это обусловлено мощными положительными тектотшческими движениями Большеземельского свода в предверхнефранское и предвизейское время с амплитудой 0.5 км, что помимо размыва значительной части накопившихся отложений привело к значительной элизии газов как нефтяных, так и водорастворенных. Эта элизия газов наряду с активным внедрением инфиль-трационных вод естественным образом должна- привести к изменению состава сформировавшихся нефтей.

Механизм формирования залежей ТВВН в пределах Варандей-Адзь-винкой НО имеет несколько иной характер. Здесь основным фактором являются процессы криолитизации и активные неотектонические движения. Поэтому, кроме уже выявленных залежей, здесь можно ожидать при открытии новых месторождений нефти и залежи ТВВН в отложениях преимущественно пермско-триасового возраста.

Нефтегазоносные районы впадин Предуральского краевого прогиба (Северо-Предуральская НГО) отнесены нами к перспективным землям для обнаружения залежей ТВВН. Это вызвано двумя основными признаками. Во-первых, эти районы приурочены к окраинноплитным НГО, а нефти таких областей зачастую характеризуются повышенной плотностью (Тиманская и Варандей-Адзьвинская НГО также, к примеру, относятся к окраинноплитным областям). Во-вторых, в предюрское время здесь произошли значительные воздымания, что привело к почти полному размыву триасовых отложений и, соответственно, мощной элизии газов. Наконец, формирование горноскладчатого Урала в герцинский цикл тектогенеза также привело к значительной гидрогеологической раскрытости недр. Большая часть территории Северо-Предуральской НГО представляла собой в пермско-триасовое время область питания и активного проявления гипергенных процессов, о чем однозначно свидетельствуют данные по современному составу подземных вод. Все это указывает на значительную вероятность обнаружения здесь залежей ТВВН в отложениях среднекаменноугольно-пермского возраста, но вероятнее пермского возраста.

К перспективным землям отнесены нами также южные районы Ижма-Печорской НГО, где в отложениях терригенного кунгурско-верхнепермского комплекса возможно ожидать открытия залежей ТВВН (Исаковская, Лемь-юская, Пашнинская площади, плотность нефти 0.87-0.89 г/куб.см).

Кроме того, залежи ТВВН или битумов могут быть встречены на отдельных площадях, где существуют для этого необходимые условия. В целом для ТПП помимо основных факторов формирования и размещения залежей ТВВН отмечен и ряд собственно гидрогеологических показателей, указывающих на возможность обнаружения этих залежей. Это пониженные значения минерализации подземных вод и коэффициента гидрогеологической раскрытости недр, повышенные значения сульфатного коэффициента, резкая недонасыщенность газами и пониженное значение газовых факторов.

2. Геолого-гндрогеологические условия формирования и размещения тяжелых нефтей Волго-Уральскдй нефтегазоносной провипцип

2.1. Нефтегеологическая характеристика Волго-Уральской НГГ1.

Волго-Уральская провинция (ВУП) расположена в восточной части Восточно-Европейской платформы и контролируется Волжско-Камской антеклизой (рис. 2). На севере антеклиза ограничена Вычегодским прогибом, на западе - Московской синеклизой, а на юге - Рязано- Саратовским прогибом и Прикаспийской синеклизой. Ее восточным ограничением служит Предуральский прогиб.

Границы Волжско-Камской антеклизы с отрицательными элементами проходят по глубинным разломам. Антеклиза хотя и представляет собой единый крупный тектонический элемент, является весьма неоднородной по своему строению. Эта неоднородность выражена в гетерогенности фундамента, имеющего блоковое строение, в колебаниях мощностей различных структурно-фациальных комплексов осадочного чехла.

В палеозойском осадочном чехле крупные положительные (своды) и отрицательные (впадины) структурные элементы осложнены тектоническими валами, грабенами, некомпенсированными прогибами и седиментацион-ными поднятиями, контролирующими размещение скоплений нефти и газа.

В составе Волжско-Камской антеклизы выделяются крупнейшие и крупные тектонические структуры: Камский, Пермский, Башкирский, Севе-ро-Татарский, Южно-Татарский, Котельнический, Жигулевско-Пугачевский, Соль-Илецкий своды; Восточно-Оренбургское сводовое поднятие; Висим-ская, Бымско-Кунгурская, Верхнекамская, Мелекесская, Бузулукская, Сал-мышская, Благовещенская впадины; Казанско-Кировский прогиб; Ракшин-ская, Ветлужская, Казанская, Сокская, Павловская, Бирская седловины; Муханово-Ероховский, Усть-Черемшанский, Актаныш-Чишминский, Ша-лымский, Можгинский, ■ Нижнекамский, Добрянско-Кизеловский прогибы Камско-Кинелькой системы дислокаций. Депрессии Предуральского прогиба отделяют антеклизу от складчатого Урала.

Волго-Уральская нефтегазоносная провинция характеризуется преимущественно нефтеносностью палеозойского осадочного чехла. В отложе-

Таблица. Гидрогеологическая характеристика месторождений тяжелой нефти ТПП

Месторождение Интервал опробования, м Возраст Удельный вес нефти, г/см3 Минерализация вод. г/л СШЗг 1Л'а/1С1 Вг* 100/11 1^04*100ЛС1 } мг/л Вг мг/л ЭО» мг/л

Усино-Кушшорское 2653-2776 Э 0.9137 89.6 225 0.77 9 2.1 12.7 237.7 1552.6

Ярегскос 44 02-0,П 0.945 33.4 227 0.78 206 0.02 1.8 90.6 6.2

Усинскос 1680-1880 См 0.950 84.9 341 0.64 9 1.36 14.8 153.0 958.4

Варавдейское 1086-1126 Т2„ 0.947 25.6 333 0.68 4 0.15 8.5 47.5 32.9

Варандейское 1650-1700 Р| а 0.902 86.6 259 0.81 6 0.61 46.0 91.8 291.3

Торавейскос 1695 Р,а 0.902 28.7 125 0.86 8 2.85 10.2 136.0 652.2

Среднсмака-рихинскос 1807-1871 0.91Ю 91.2 274 0.75 11 0.34 6.4 205.1 259.6

ЮП1ДСКОС 530-550 С, V 0.934 14.6 448 0.92 3 0.14 2.1 19.2 16.9

Пыжьельскос 2667-2672 Р|к 0.956 113.6 290 0.80 9 НС 18.8 243.1 НС

Субборское 2480-2484 Р,а 0.946 54.1 264 0.76 5 НС 5.3 117.2 НС

Падимейскос 1600 Сиг 0.928 11.2 257 0.82 1 22.3 0.85 20.5 1588.8

ниях рифея н венда установлены нефтепроявления и полупромышленные притоки в разрезах многих скважин, пробуренных на востоке Волго-Кам-скон антеклизы (Пермская обл., Башкортостан, Удмуртия).

Основные промышленные нефтегазоносные комплексы провинции, связанные с отложениями палеозойского осадочного чехла: эйфельско-ниж-нефранский (терригенный), верхнедевонско-турнейский (карбонатный), нижнекаменноугольный (терригенный), визейско-башкирский (карбонатный), верейский (терригенно-карбонатный), каширско-верхнекаменноуголь-ный (карбонатный), нижнепермский (карбонатный) и верхнепермский (кар-бонатно-терригенный). Залежи нефти контролируются локальными поднятиями различных морфогенетических типов.

В отложениях палеозойского.осадочного чехла выделено до 40 про-мышленно-нефтегазоносных горизонтов. В настоящее время, несмотря на высокую разведанность начальных суммарных ресурсов нефти палеозоя (до 76%), недра провинции все еще обладают значительными неразведанными ресурсами УВ, главным образом в ловушках сложного строения, и трудно-извлекаемыми запасами УВ. Установлено, что в палеозойском осадочном чехле на глубинах до 3 км выявлены практически все крупные и средние месторождения нефти. В ближайшие годы здесь можно ожидать открытия лишь небольших по размерам и запасам залежей нефти, в том числе и тяжелой.

Крупные структуры сыграли важную роль в формировании гидродинамического режима основных нефтегазоносных структур и этажей неф-тегазоносности осадочного чехла. Многие тектонические структуры являются областями питания водоносных комплексов или зонами разгрузки, где по разломам в различные этапы развития региона происходила дегазация недр, разгрузка высокоминерализованных вод и миграция УВ, формируя вдоль разломов гидрогеодинамические аномалии, зоны восходящих и нисходящих перетоков флюидов. Такие зоны, которые способствовали формированию залежей ТВВН, фиксируются газогидрохимическими аномалиями. ТВВН в исследуемом районе установлены на глубинах от 600 до 3000 м среди вендских, девонских, каменноугольных и нижнепермских отложений в пределах Верхнекамской впадины, Бирской, Чермозской седловин, Пермского, Татарского, Башкирского сводов и др. структур. К ТВВН автором относятся нефти с удельным весом более 0.904 г/см3 и вязкостью более 50 мПа с и высокой сернистостью более 2%.

2.2. Основные закономерности изменения гидрогеохимических условий в водоносных комплексах ВУП.

Нами с учетом литолого-фациальных условий в разрезе осадочных пород выделяется восемь водоносных комплексов: 1) девонский терригенно-карбонатный, 2) девонский терригенный, 3) верхнедевонско-турнейский

(фрапско-турнейский) карбонатный, 4) визейский терригенный, 5) визейско-башкнрский карбонатный, 6) московский (верейскомячковский) терригенно-карбонатный, 7) верхнекамепноугольно-пижнепермский карбонатный, 8) верхнепермский терригепно-карбонатный.

Водоносные комплексы разделены между собой плотными флгоидо-упорнымн пластами толщиной от 5 до 30 м и более. Флюидоупорные толщи в течение геологического времени под влиянием тектонических движений земной коры в отдельных регионах неоднократно подвергались разрушению и создавались условия для вертикальных перетоков флюидов.

Додевонский водоносный комплекс объединяет водонефтегазонасы-щен-ные пласты вендского и рифейского возраста. Эти отложения в исследуемом районе залегают на глубинах свыше 2000 м. В додевонских и девонских терригенных толщах вдоль западного борта Калтасинского авла-когена выделяется гидрохимическая зона вод с высоким содержанием брома (>1000 мг/л), кальция (>25 г/л), с низкой сульфатпостыо (г504-100/гС1<0.1) и высокой метаморфизанпей (г№/гС1<0.6). Здесь же отмечены и наиболее интенсивные нефтепроявления. Далее к северу и востоку воды менее мета-морфизованы (гМа'гС1^0.7-0.74). В результате исследования сернистости нефтей и сульфатности вод террнгенного девона в зоне ВПК установлена обратная зависимость, т.е. в районах нефтяных месторождений с повышенной сериистостыо нефтей воды почти не содержат сульфатного иона.

Карбонатная толща девона и турнейского яруса нижнего карбона характеризуется нагнгчием закарстованных водонасыщенных пород с высокой водоотдачей. Дебиты отдельных скважин превышают 100 м3/час при незначительных понижениях. Минерализация вод превышает 270 г/л.

Воды карбонатных пород характеризуются более высокой сульфатпостыо, что вероятно связано с наличием в водовмещающих породах включений ангидрита.

Тяжелые высоковязкие нефти вскрываются в основном среди турней-скчгх отложений, а проявления ТВВН отмечались при бурении и среди ри-фогенных известняков франского и фаменского ярусов. Окисление и утяжеление нефтей происходило вероятно под влиянием гидрогеологических факторов, т.к. в зонах распространения тяжелых сернистых нефтей воды содержат пониженное количество сульфатного иона (до 100 мг/л),но встречаются также воды с повышенной сульфатностью (до 500 -600 мг/л), что вероятно связано с изоляцией нефтяной залежи от водонасыщенной части пласта вторичными карбонатными (СаСОЗ) и сульфатными (Са504-2Н20) солями.

В визейском терригенном водоносном комплексе, который залегает в основном на глубине более 1300 м, отложения находятся-в условиях закрытого артезианского бассейна. Пластовые воды в зоне ВНК характеризуются невысокими значениями коэффициента сульфатности (0.1-0.3). Наиболее высокая сульфатность вод выявлена на юго-западе исследуемой тер-

ритории (>0.3). А к востоку сульфатность вод уменьшается. ТВВ11 распространены в районе Верхнекамской впадины, Татарского и Башкирского сводов. Основными гидрогеохимическими нефтепоисковыми критериями, по мнению большинства гидрогеологов-нефтяников, для вод визейского терригенного комплекса являются пониженная сульфатность вод, повышенное содержание аммония, йода и ОВ и высокая газонасыщенность вод. Эти же показатели характерны и для залежей ТВВН.

Гидрогеологические условия визейско-башкирского карбонатного и московского терригенно-карбонатного водоносных комплексов изучены почти на всей исследуемой территории, их отложения насыщены рассолами с минерализацией от 180 до 270 г/л. Опресненные рассолы с минерализацией 180 г/л вскрываются на территории Татарского, Башкирского сводов и в Бирской седловине в пределах Верхнекамской впадины. Здесь воды иногда обогащены сероводородом, обладают высокой сульфатностыо (содержание сульфатного иона превышает 500 мг/л). В зоне ВПК залежи нефти, в том числе ТВВН, иногда изолированы от водонасыщенной части пласта, и состав их может изменяться в больших пределах, что мы связываем с влиянием тектонических трещин и разломов.

Гидрогеологические условия верхнекаменноугольно-нпжнепермского карбонатного водоносного комплекса изучены весьма неравномерно.Это фактически зона замедленного водообмена (по В.К. Игнатовичу), где активно протекают процессы сульфатредукции, что подтверждается наличием в этой зоне сульфатных вод и рассолов. Нефтяные залежи, в т.ч. ТВВН, и мелкие скопления нефти на современном этапе находятся в условиях активного разрушения и окисления. Вероятно, с этими процессами и связано наличие скоплений самородной серы в толще на Веслянском валу и прилегающих площадях.

На базе палеогеографических данных осадконакопления и анализа условий перерывов осадконакопления в истории развития региона выделяются палеогидрогеологические циклы. В каждом цикле выделяются седи-ментационый и инфильтрационный этапы развития артезианского или нефтегазоносного бассейна.

На основании выявленных закономерностей изменения минерализации, сульфатности и метаморфизма подземных вод установлено, что зонам вод с низким коэффициентом сульфатности соответствуют зоны размещения тяжелых сернистых нефтей. Делается вывод, что современные гидрогеологические условия застойного водного режима в вендских и палеозойских отложениях благоприятны для сохранения залежей ТВВН.

2.3. Геолого-геохимическая характеристика основных залежей тяжелых высоковязкиих нефтей ВУГ1.

Вопросами формироавния залежей ТВВН в пределах Волго-Ураль-ской провинции, особенностями их свойств, условиями их генерации занимались В.Л.Успенский, Т.А.Ботиева, С.П. Максимов, Л.З.Коблова и др. Нами охарактеризованы ТВВН Верхнекамской и Бымско-Купгурской впадин, Татарского и Башкирского сводов. Физико-химические свойства нефтей, характеристика коллекторов отражены в составленных автором таблицах. На схемах зональности ТВВН по плотности и сере в девонских, визейских и башкирских отложениях показаны зоны размещения ТВВН с плотностью 0.860-0.904 г/см3 и более, а также с сернистостыо 1-2% и более. Данные схемы могут быть использованы для изучения (закономерности распространения ТВВН по плотности и сере в исследуемом регионе. Для проведения перспективной оценки исследуемой территории при поисках залежей ТВВН автором построены карты размещения залежей в додевопских, девонских, визейских и башкирских отложениях в пределах Верхнекамской и Бымско-Кунтл рекой впадин, Башкирского и Татарского сводов и других структурах. Разнообразие условий распространения связано с влиянием различных природных факторов на преобразование углеводородных залежей, в том числе и с изменением во времени гидрогеологических условий.

Известно, что наибольшим вторичным изменениям подвергаются мелкие залежи нефти. В рассматриваемом регионе примерами могут служить небольшие залежи нижне- и среднекаменноугольных отложений на территории Верхнекамской впадины, Башкирского и Татарского сводов и в зоне Камско-Кипельской системы прогибов. Отсутствие этих залежей в районе Предуральского прогиба можно объяснить влиянием в мезозойское время тектонических подвижек горных сооружений Урала и полным уничтожением углеводородных залежей под влиянием этих факторов.

В крупных залежах нефти наблюдается только некоторое увеличение плотности нефти, содержания в ней серы, асфальтенов и других компонентов в периферийных частях и в зоне ВНК. Такие изменения происходят под воздействием бактериального окисления при участии подземных вод.

Известны также крупные залежи ТВВН. В додевопских отложениях, мощность которых иногда превышает 1000 м, в исследуемом районе были вскрыты непромышленные залежи нефти на Сивинском и Ларионовском поднятиях. Интенсивные нефтепроявления неоднократно выявлялись среди вендских и рифейских отложений в пределах границ Калтасинского авла-когена.

Нефти вендсктгх отложений плотные (0.954 г/см3), малосернистые (0.31%), смолистые (19.6%), низкопарафинистые (0.95%). Вендские нефтяные залежи сформировались, вероятно, в девонское время и дальнейшее их

преобразование происходило в условиях закрытого бассейна, а отсутствие в водах сульфатных солей способствовало преобразовашпо углеводородных залежей без участия сульфатредуциругощих бактерии.

На этих же структурах среди визейских и среднекаменноугольных отложений имеются залежи легкой нефти. Их формирование происходило в других геолого-гидрогеологических условиях, за счет ОВ водонефтевме-щагощих пород.

Интересные данные для территории Верхнекамской впадины получены по району Ножовской группы нефтяных месторождений, где имеется несколько нефтенасыщенных структур, а тяжелые нефти приурочены к нефтепасыщенным пластам турнейского яруса. Нефтяные залежи открыты здесь в верейскнх, башкирских, визейских и турнейских отложениях. Вероятно, формирование тяжелых нефтей турнейских залежей связано с вертикальной миграцией углеводородов в период перестройки тектонических структур и общего геологического плана, когда формировалась Верхнекамская впадина. Не исключается возможность и латеральной миграции углеводородов пз стру кту рных поднятий с севера на юг по трещинным зонам в период формирования Верхпекамской впадины. В это время жидкие углеводороды при струйной миграции но трещинам наиболее интенсивно взаимодействовали с подземными водами.

Этим предположениям соответствует в какой-то мере изменение геохимических условий нефтяных залежей и па Чутыро-Киенгопском и Верещагинском валах. Формирование Бнрской седловины и Верхнекамской впадины п пермское время сыграло существенную роль в изменении гидродинамической обстановки и в преобразовании углеводородных залежей в этой крупной геолого-тектонической структуре.

Распределение сернистости нефтей и сульфатности вод башкирских отложений позволило И.Н.Шестову прийти к выводу о возможной латеральной миграции углеводородов в послепермское время по трещиноватым за-карстованным коллекторам башкирского яруса вдоль существующих нефтегазоносных структур. Здесь отчетливо прослеживается геохимическая зональность нефтей по сернистости, смолистости и зональность вод по сульфатности вдоль таких нефтегазоносных структур как Верещагинский и Чу-тыро-Киенгопский валы.

В доказательство вышесказанному следует привести информацию по Южно-Киенгогтскому нефтяному месторождению. При переформировании гидродинамических региональных обстановок залежи нефти не подвергались активному воздействию подземных вод в связи с тектонической обособленностью структуры, имеющей крутые крылья, что способствовало уменьшению площади воздействия гипергенных факторов на нефтяную залежь и сохранению последней от преобразованиям разрушения. Нефтяные залежи сохранили первоначальную газонасыщенность, а подземные воды в

зоне ВПК - первоначальный региональный гидрогеохимический облик и содержание водорастворенных микрокомпонентов. На рассматриваемой структуре подземные воды являются аномальными по основным показателям относительно современного регионального фона.

В целом же нефтяные залежи района Верхнекамской впадины формировались за счет ОВ нефтематеринских отложений в процессе миграции из впадин к структурным поднятиям. Региональная миграция углеводородов первоначально была направлена в сторону Коми-Пермяцкого погребенного свода, а затем к вершине Татарского свода. Миграция углеводородов и их бактериальное окисление, вероятно, повлияло на газовый состав углеводородных залежей. Возможно первоначальная дальняя миграция жидких углеводородов шла по направлению от Ножовской группы месторождений через Чутыро-Киенгопскую к Сардайско-Золотаревской и способствовала формированию залежей тяжелых осерненных высоковязких нефтей. Газовые шапки имеют здесь преимущественно азотный состав. На северном склоне Башкирского свода тяжелые нефти вскрыты в структурных поднятиях Куедин-ского, Чернушипского и других валов. В стратиграфическом разрезе тяжелые и сернистые нефти вскрываются среди девонских, турнейских. яснополянских, башкирских и верейских отложений. Содержание серы в нефтях превышает 3%, а их плотность находится в пределах 0.904-0.920 г/см3.

Закономерности распространения ТВВН, площади их пространственного размещения в вендских отложениях на Верещагинском валу, в девон-сктгх, визейских и башкирских в Верхнекамской впадине и на Башкирском своде отражены на построенных автором картах размещения залежей ТВВН.

На основании проведенных исследований обнаружено разл!гчие в химическом составе ТВВН венда и палеозоя (по серосодержанию, смолам и групповому составу). Это позволило сделать вывод, что вендские нефти обладают определенной генетической самостоятельностью и их формирование не связано общностью процессов с нефтями палеозойских отложений, основным источником которых являются отложения доманика и более молодых комплексов.

2.4. Гидрогеологические закономерности формирования залежей тяжелых высоковязких нефтей ВУП.

Рассмотрены гидрогеологические закономерности формирования залежей ТВВН. В данном процессе палеогидрогеологические, современные гидродинамические и гидрогеохимические условия имеют важное и иногда определяющее значение. Палеогидрогеологические условия развития региона в допалеозорйское и палеозойское время показали, что в процессе литогенеза осадочных пород были благоприятные этапы образования битуминозных толщ, а также захоронение органического вещества гумусового и сапропелевого рядов.Значительная роль в нефтеобразовании Предуралья от-

водится зоне Камско-Кинельской системы прогибов, где в турнейское и девонское время накапливались толщи битуминозных сланцев, а на бортах имелись структурные поднятия и трещиноватые закарстованные пласты-коллекторы в девонских карбонатных рифогенных толщах.

Гидрогеологические факторы играют важную роль в привносе в зону ВНК сульфатного иона, который поддерживает жизнедеятельность сульфат-редуциругощих бактерий. Доказательством этого является наличие в зоне ВНК среди башкирских и вышележащих толщ сероводородных вод, а также наличие в зоне ВНГК уплотненых пород за счет вторичного выпадения в осадок солей кальция в виде кальцита и гипса.

Основными факторами формирования ТВВН являются фильтрационные потери легких углеводородных фракций через флюидоупорные толщи, дизъюнктивные нарушения; бактериальное окисление УВ при поступлении залежей нефти в зону гппергенеза под воздепсчтвием микрофлоры и окисляющих факторов подземных вод при переформировании структурных ловушек и струйной миграции углеводородов в виде жидкой и газообразной фаз через водонасыщепные породы.

Древнейшими отложениями, с которыми связаны притоки нефти и интенсивные нефтепроявлепия в исследуемом районе, являются рифейские и вендские, где нефти вязкие и тяжелые, но малосернпстые. Такое явление мы объясняем тем фактором, что эти залежи прошли стадию нефтеобразованпя, вероятно, в конце девонского времени. Додевонские воды почти бессульфатные и их дальнейшее преобразование происходило в условиях закрытого артезианского бассейна без участия сульфатредуцирующих бактерий. Процесс длительного утяжеления нефтей шел за счет вертикальных фильтрационных потерь легких УВ фракций и бактериального разрушения более тяжелых углеводородов. Тяжелые нефти терригенных отложений девона тяготеют к районам Верхнекамской системы дислокаций (восточный борт Татарского свода). Здесь преобразование нефтей происходило при активном участии, как подземных вод, так и миграции по трещинам вверх по разрезу легких фракций углеводородов. Активное участие принимали также сульфатокис-ляющие бактерии, т.к. сернистость нефтей здесь достигает 5%.

Тяжелые нефти на территории Башкирского свода вскрыты на Танып-ском, Куединском, Чикулаевском, Атерском и Куликовском поднятиях, где отмечены зоны тектонических разломов. Подземные воды в зоне ВНК наиболее тяжелых и сернистых нефтей содержат меньшее количество сульфатного иона.

Наиболее тяжелые и окисленные нефти карбонатных толщ девона и турнейского яруса приурочены к зонам разломов, их преобразование происходило под влиянием подземных вод в зонах их перетоков.

Гидрогеохим1тческие условия наиболее подробно изучены в толще визейского водонефтегазоНосного комплекса, где тяжелые нефти уста-

новлены на территории Башкирского, Пермского, Татарского сводов и Верхнекамской впадины. Для большинства регионов установлена тенденция тяготения тяжелых ВВП к зонам разломов, зафиксированных в толще осадочных пород, где происходила смена гидродинамических обстановок и были благоприятные условия для вертикальных перетоков.

В среднекаменноуголытых отложениях выделяется два нефтегазона-сыщенных этажа: башкирский и верейско-каширский. По гидрогеохимическим условиям здесь выделяется крупная зона опреснения вод, которая охватывает площадь северного склона Башкирского, Татарского сводов и Бир-ской седловины. Минерализация вод понижается с 220 г/л до 180-150 г/л, концентрации в водах сульфатов и сероводорода имеют высокие значения, что указывает, вероятно, на активное биохимическое разложение углеводородов. В зоне ВПК месторождений ВВП идут активные биохимические процессы, что подтверждается изолированностью водонасыщенной части пласта от нефтенасыщенной. На границе ВПК трещины и поры заполнены вторичным кальцитом и биту мом. Это необходимо учитывать при выборе методов разработки открываемых залежей нефти.

В нижнепермской нефтегазоносной толще на исследуемой территории известны залежи тяжелых сернистых пефтей, легких нефтей и газоконденсатов. что указывает на наличие здесь сложных гидрогеохимических условии. Подземные воды являются рассолами, насыщенными сульфатами и содержащими йод, бор, бром и другие микрокомпоненты. В этой толще повсеместно отмечается развитие активных биогеохимических процессов. Углеводородные залежи газоконденсатов и легкчгх нефтей располагаются в рифо-генных массивах и, вероятно, не имеют активной гидродинамической связи с законтурной областью. В районах, где эта связь активная, идет интенсивное окисление углеводородных залежей, с чем вероятно и связано наличие крепких сульфатных вод и рассолов.

Исследования геохимических связей вод и нефтей показали, что эта зависимость носит сложный характер. В верхней части разреза до глубины 1000-1200 м на современном этапе развития региона преобладают гипергенные процессы, на глубинах от 1000 до 1500 м происходят процессы мик-робиального разрушения углеводородных залежей. На больших глубинах (до 2500 м) тяжелые нефти сформировались под влиянием палеогидрогеохи-мических факторов, которые имели место в периоды инфильтрационных циклов развития нефтегазоносного артезианского бассейна.

Автором выделяются два основных варианта формирования залежей ТВВН: 1. Залежи ТВВН, существующие в настоящее время и сформировавшиеся из легких нефтей в результате потери легких углеводородных фракций и в ходе миграции; 2. Залежи ТВВН, сформировавшиеся в результате окисления и гипергенеза в приповерхностных условиях в период интенсивных тектонических дислокаций, смены как тектонической, так и, соответ-

CTBeinio, гидрогеохнмпческих обстановок. Залежи ТВВН в девонских, визей-ских и башкирских отложениях могли сформироваться в период мезозойской тектонической активизации в условиях приближенных к поверхностным, но позже сохранившие черты, присущие преобразованным нефтям зоны гипергенеза, погрузившись на глубины, где и залегают до настоящего времени.

2.5. Прогноз размещения залежей тяжелых высоковязких нефтей по гидрогеологическим показателям ВУП.

Нами выполнен анализ установленных региональных и вертикальных гидрогеохимических закономерностей изменения состава вод и нефтей, а также прогноз размещения залежей ТВВН в Урало-Поволжье. На построенной карте отражены четыре зоны распространения залежей ТВВН: I - в доде-вонских отложениях в пределах Верещагинского вала в Верхнекамской впадине, П - и III - в девонских и визеиских отложениях склонов Башкирского свода, IV - в башкирских отложениях в пределах Верхнекамской впадины и юга-запада северного склона Башкирского свода. Несовпадение в плане юн размещения II и III с зоной I подтверждает гепетичнескчю самостоятельность источников вендских нефтей последней.

При гидрогеохнмпческих исследованиях состава вод установлена зональность изменения состава вод в зависимости от нефтеносности пород. В многоэтажных нефтегазоносных структурах наблюдается более резкая дифференциация вод по содержанию йода, брома, аммония, сульфатности вод, метаморфизацин. а иногда и по содержанию кальция и магния, что рекомендуется использовать в качестве поисковых гидрогеохимических критериев.

Важным фактором, влияющим на взаимодействие подземных вод и нефтей является степень гидродинамической связи залежи ТВВН с законтурной областью. Выделены три возможные зоны законтурной области на основании степени насыщенности вод сульфатами: 1) зона с пониженной сульфатиостыо вод,с постепенным уменьшением ее значений к ВПК; 2) зона с распространением вод, обладающих высокой, вплоть до предельной, сульфатиостыо при наличии в породах гипса, в сочетании с высокой сернистостыо нефти; 3) зона, характеризующаяся водами с повышенной сульфатиостыо и нефтями с низкой сернистостыо. Необходимо отметить, что степень гидродинамической связи залежей ТВВН с законтурной областью является важным критерием оценки взаимодействия вод и нефтей.

Автором дан анализ и прогноз зон размещения залежей ТВВН в до-девонских, девонских, визейсктгх и башкирских отложениях, что может быть использовано при определении перспективных территорий с целыо более эффективного освоения ТВВН для восполнения эпергоресурсов Волго-Уральской нефтегазоносной провинции.

33

Заключение

1. Тяжелые вязкие и высоковязкие нефти Восточно-Кввропейскои платформы являются продуктами палеогипергенного преобразования нетей в различные геолоптческие эпохи, при котором активную роль сыграли подземные воды.

2.- Подземные воды, яввляющиеся в зонах гипергенеза носителями окислителей (сульфатов и кислорода) и средой с активной микрофлорой, принимали активное участие во вторичных преобразованиях нефтей, их утяжелении, формировании и разрушении залежей в течение длительного периода геологического времени, о чем свидетельствует рассмотрение палео-гидрогеологическчгх условий.

3. Активным участием подземных вод в преобразовании углеводородных залежей объясняется обратная взаимосвязь между сульфатностыо вод и сернистостыо нефтей в террнгенных девонских и визейсктгх нефтегазоносных толщах. Терригенпым отложениям свойственно низкое содержание сульфатов в водах и высокое содержание серы в ТВВН. В карбонатных породах девона, нижнего и среднего карбона рассматриваемая взаимосвязь утрачивает силу в связи с наличием гипсово-ангидритовых включений, являющихся постоянным источником сульфатов в воде. В карбонатных отложениях имеет место повышенное содержание сульфатов в водах и высокое содержание серы в ТВВН. В нижнепнрмских отложениях эта взаимосвязь не прослеживается.

4. Разлттчпе в химическом составе ТВВН венда и палеозоя (по групповому составу, содержанию серы и смол), свидетельствует о генетической самостоятельности источников вендских нефтей.

5. Выделены два основных варианта формирования залежей ТВВН: залежи, существующие в настоящее время и сформировавшиеся из легких нефтей в результате потери легких углеводородных фракций в ходе их миграции через флюидоупорные толщи, дизъюнктивные нарушения и разломы; залежи, сформировавшиеся в результате попадания нефтей в зону гипергенеза и последующего их окисления. Для Урало-Поволжья и Тимано-Печорской провинции определен регион распространения залежей ТВВН.

6. Современные гидрогеологические условия (высокая минерализация вод, застойный водный режим и т.д.) в додевонских, девонских, нижне-, среднекаменноугольных и тгижнепермских отложениях благоприятны для сохранения залежей ТВВН.

7. В результате комплексных исследований по гидрогеологии и нефтехимии для Урало-Поволжья и Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции определены регионы распространения залежей ТВВН и построены карты размещения залежей в додевонских, девонских, визейских и башкирских отложениях, а также карта прогноза распространения залежей в про-

дуктивных нефтеносных комплексах. Полученные результаты могут быть использованы в дальнейшем для научно-методических, поисковых работ и выбора технологии их освоения.

Список основных работ Кузнецовой Т.А. по теме диссертации

1. КУЗНЕЦОВА Т.А. Некоторые особенности развития нефтегазовой агломерации на юге Пермского Прикамья. - Пермь: Пермск. гос. ун-т, 1994.

2. КУЗНЕЦОВА Т.А. Взаимосвязь сернистости тяжелых высоковязких нефтей и химического состава пластовых вод на территории Пермского Прикамья. НС б. трудов Международной конференции UN1TAR по тяжелым нефтям и битуминозным песчаникам. Казань, окт. 4-8, 1994, - Т. 5, С. 14721476.

3. КУЗНЕЦОВА Т.А. Гидрогеологические условия размещения тяжелых высоковязких нефтей на территории Пермского Прикамья. //Тез. докл., IV Всеуральское совещание по подземным водам Урала и сопредельных территорий. Екатеринбург, XII, 1994. - 93 с.

4. КУЗНЕЦОВА Т.А. Гидрогеология тяжелых высоковязких нефтей на территории Удмуртии, Пермского Прикамья, Кировской области. // Геология нефти и газа. - 1994, - N 12, С. 32-34.

5. КУЗНЕЦОВА Т.А. Гидрогеологические условия формирования тяжелых высоковязких нефтей на территории северо-востока Урало-Поволжья //Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. - 1995. - N 3. С. 21-25.

6. КУЗНЕЦОВА Т.А. Гидрогеолопгческие условия формирования залежей тяжелых нефтей на севере Урало-Поволжья. Автореф. дне. канд. геол.-минер. нуак. СПб. - 1997. - 19 с.

7. КУЗНЕЦОВА Т.А. Тяжелые нефти Восточно-Европейской платформы и гидрогеологические условия их формирования. СПб. 1998. 138 с.

8. КУЗНЕЦОВА Т.А. Гидрогеологические условия формирования тяжелых нефтей на севере Урало-Поволжья./ Тез.докл. симпозиума "Нетрадиционные источники углеводородного сырья и проблемы его освоения", 23-27 июня 1997,-СПб, С. 51.

9. KOUZNETSOVA TATLANA. Hydrogeological conditions of occurence of heavy highly viscous oil in Northeastern Uralo-Povolzhye (The Udmurtia, Perm and Kirov régions) /Abstrakt. 6-th UNITAR Intrnational Conférence on Heavy Crude and Таг Sands, Feb. 12-17, 1995, Houston, TX. - P. 170.

10. KOUZNETSOVA TATLANA. Hydrogeological conditions of heavy high-viscous oil distribution in Northeast Uralo-Povolzhye (Udmurtia, Perm and Kirov régions) /Heavy Crude and Таг Sands-Fueling for a Clean and Safe Envi-ronvent/ UNITAR,1995, Vol. 1, - P. 41-46.